EP0903469B1 - Verfahren zur Regelung der Leistung einer Turbogruppe und Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens - Google Patents

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EP0903469B1
EP0903469B1 EP97810694A EP97810694A EP0903469B1 EP 0903469 B1 EP0903469 B1 EP 0903469B1 EP 97810694 A EP97810694 A EP 97810694A EP 97810694 A EP97810694 A EP 97810694A EP 0903469 B1 EP0903469 B1 EP 0903469B1
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EP
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power
shaft
turbine
kin
generator
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Stephan Dr. Hepner
Hans-Kaspar Scherrer
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General Electric Switzerland GmbH
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Priority to MYPI98004233A priority patent/MY124581A/en
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    • F05D2270/304—Spool rotational speed

Definitions

  • the present invention relates to the field of Power plant technology. It concerns a procedure for regulation the power of a thermal power in electrical power converting turbo group, which turbo group on one common shaft driven by thermal power Turbine and one driven by the turbine, electrical power to a generator supplying a network which method is used by the generator electrical power output determined and the thermal Power for the turbine depending on the measured electrical power is regulated.
  • the invention further relates to a device for performing of the method, comprising a power controller for Regulation of the thermal power for the turbine, as well as first Means having an output power of the turbo group compare a predetermined power value and a difference value pass on to the power controller as a control signal.
  • FIG. 1 An exemplary circuit diagram for such a known power control is shown in FIG. 1.
  • the output of a turbo group 10 consisting of a gas turbine system 15 and a generator 16 is regulated.
  • the gas turbine system 15 comprises the actual turbine 11, a combustion chamber 12, a compressor 13 and a controllable inlet 14 for the combustion air, which usually consists of adjustable inlet guide vanes ( V ariable I nlet G uiding V anes VIGVs) exists.
  • Turbine 11 and generator 16 sit on a common shaft 17, the rotational frequency f of which is measured by means of a rotational frequency transmitter 25.
  • the generator 16 outputs the generated electrical power P G to a network 18, usually a three-phase network.
  • the electrical power P G of the generator 16 is compared in a subtractor 19 with a predetermined power value P C and the difference value ⁇ P is fed to a power controller 20 which in turn controls the amount of combustion air supplied to the compressor 13 and the mass flow dm fc via the controllable inlet 14 / dt of the fuel supplied to the combustion chamber 12 controls.
  • a rise limiter 21 is provided which limits the rate of change of the control signal.
  • the control circuit shown in FIG. 1 can lead to a possibly dangerous behavior of the gas turbine if strong (positive or negative) accelerations of the shaft occur.
  • the measured (electrical) output power P G turbo group is no longer a measure of the generated thermal power P T of the gas turbine 15, which is determined by the mass flows of the combustion air and the fuel, but also contains a significant proportion of kinetic power.
  • the resulting inequality between the measured output power and the generated thermal power can lead to the power control initiating (in itself unjustified) changes in the mass flows of the combustion air and the fuel, which are dangerous for the gas turbine itself and / or the stability of the connected network can.
  • the generator switch also opens, the measured electrical power P G at the generator drops to zero since there is no power flow into the network. In this case too, there is an inequality between the measured output power and the generated thermal power, and the power control receives incorrect information about the thermal state of the gas turbine, which leads to undesired behavior of the power controller.
  • the measurement of the electrical output power P G is generally not a direct measure of the thermal power on the gas turbine, but a measure of the total power on the shaft, and includes kinetic power that is given or absorbed when the shaft is braked or accelerated.
  • EP 0742356 A2 describes a method for setting a Main controlled variable when operating a gas turbine group.
  • the main controlled variable can be, for example Generator power or the rotational frequency of the rotor are used.
  • a setpoint of the selected main controlled variable is shown with a Measured value of the main control variable compared, and a required
  • the main rule difference is hierarchically based on management distributed at least one cascade.
  • a gas turbine group with sequential combustion should preferably proceed in such a way that initially the potential of a first power-temperature cascade, which the fuel mass flow into the first combustion chamber sets until a maximum turbine inlet temperature is reached is exhausted, and then that Potential of a second power-temperature cascade for the second combustion chamber is exhausted and then that of Power pressure cascade.
  • main control difference By distributing the main control difference separate cascades become one mutual interaction of the cascades excluded.
  • main controlled variable controller and Size controller within the cascade is the size controller always ready to respond. This makes the scheme fast and certainly with a view to excluding one another Exertion of influence. Still, if you limit yourself to The main control variables mentioned are power and rotational frequency the aforementioned disadvantages are not reliably excluded become.
  • a method for protecting a turbomachine from a dangerous increase in the rotor frequency during load shedding is described in SU 1149037 A based on the operation of a steam turbine system. This method is based on three output variables, the measured electrical generator power N ⁇ , the rotational frequency n of the rotor and the effective mechanical turbine power N T , which are measured indirectly using the measured pressure parameters p 1 ; p 2 ; p 3 of the process steam and coefficients K 1 not explained in more detail; K 2 ; K 3 is determined by calculation in an adder (1).
  • N T -N ⁇ I ⁇ n ⁇ dn / dt, where I symbolize the moment of inertia of the rotating mass of the rotor and dn / dt its acceleration , the kinetic power I ⁇ n ⁇ dn / dt of the rotating rotor is calculated.
  • An adder (6) links the signals corresponding to the rotational frequency and the kinetic power. As soon as the sum of these signals exceeds a predetermined limit value (comparator (7)), a warning signal is output by the pulse shaper (8) to the logic module (12).
  • the generator power N ⁇ is conducted via comparators (9) and (10).
  • pulse shaper (11) outputs a warning signal to the logic module (12). If warning signals are received at the logic module (12) from both cascades at the same time, a protective signal is triggered which causes the steam supply to the turbine to be shut off.
  • This method is not designed as a power control of a turbo group, but rather as a method for protecting turbo groups against mechanical overload during load shedding.
  • the electrical power at the terminals of the generator can be measured.
  • Another one, from the generator independent type of measurement is preferred according to a second Embodiment of the invention characterized in that to determine the electrical output from the generator Power the rotational frequency of the shaft and that at the Shaft attacking torque measured and from these sizes the electrical power is calculated.
  • the moment of inertia ⁇ of the shaft is included in the determination of the kinetic power of the shaft.
  • the moment of inertia can be calculated or also determined experimentally.
  • a preferred embodiment of the device according to the invention is characterized in that the third means a differentiator, a multiplier and an amplifier with an adjustable gain factor.
  • the method is applied to a turbo group, which includes a steam turbine or a gas turbine, or on a combined cycle power plant, which has a gas turbine and a steam turbine connected behind the gas turbine.
  • FIG. 2 shows a power control for a gas turbine 15 in a schematic circuit diagram analogous to FIG. 1, which is based on a preferred exemplary embodiment of the method according to the invention.
  • the gas turbine system 15 with its parts 11, .., 14, the shaft 17, the generator 16 connected to a network 18, and the control loop formed from the elements 19, .., 25 are essentially the same as in FIG. 1, and therefore provided with the same reference numerals.
  • a change compared to FIG. 1 results in that the measured electrical power P G from the generator 16 is not compared directly at the subtractor 19 with the predetermined power target value P C , but that the electrical power P G is initially compared in an adder 30 kinetic power P kin is added.
  • the kinetic power P kin is calculated in a correction circuit 26 from the rotational frequency f of the shaft 17 measured on the shaft 17 in accordance with equation (2).
  • the measured rotational frequency f is applied to an input of a multiplier 28 provided with two inputs.
  • the temporal change df / dt of the rotational frequency f which is derived from the measured rotational frequency f by differentiation in a differentiator 27, is applied to the other input of the multiplier 28.
  • the product of the quantities f and df / dt calculated in the multiplier 28 is then amplified in an amplifier 29 which has the amplification factor 4 ⁇ 2 ⁇ .
  • the correction circuit 26 of the exemplary embodiment represents an analog computing circuit which calculates the desired kinetic power P kin from the measured rotational frequency f.
  • this calculation can also be carried out digitally by means of a microprocessor or the like if the input variables are digitized accordingly beforehand.
  • the rotation frequency f is measured in FIG. 2 by means of a separate rotation frequency transmitter 25 '.
  • this separate rotary frequency transmitter 25 ' can be dispensed with and the output signal of the rotary frequency transmitter 25 can be used for the calculation of the kinetic power.
  • the sum of the electrical power P G and the kinetic power P kin formed in the adder 30 is compared in the subtractor 19 with a predetermined power value P C and the thermal power P T is reduced if the difference value ⁇ P is positive, or increased if the difference value ⁇ P is negative.
  • a gas turbine system 15 which comprises a controllable inlet 14 for the combustion air, a compressor 13 for compressing the combustion air, a combustion chamber 12 for burning a fuel while supplying the combustion air, and a turbine 11, the thermal power P T the mass flow of the intake combustion air via the controllable inlet 14, and the mass flow of the fuel dm fc / dt regulated.
  • the electrical power P G for the power control is taken directly from the output terminals of the generator 16. If such a measurement on the generator 16 is to be dispensed with, the rotational frequency f of the shaft 17 and the torque acting on the shaft 17 can be measured to determine the electrical power P G output by the generator 16, and the electrical power P G can be calculated from these variables. In this way, insulation problems on the generator side can be avoided, for example.
  • the electrical power P G is set to zero by disconnecting the generator 16 from the network 18 during a stationary operation of the turbo group 10 at a time.
  • the rotational frequency f and rotational acceleration df / dt of the shaft 17 present at this time are measured and, for example, input into the correction circuit 26.
  • the regulation procedure described can be applied to individual Turbo groups or a combination of several of Apply turbo groups.
  • the turbine can - as explained in the Example - be a gas turbine. But it can also be a steam turbine.
  • inventive Use procedures in combined cycle power plants, which at least one gas turbine and at least one behind the Gas turbine switched steam turbine include.

Description

TECHNISCHES GEBIET
Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf das Gebiet der Kraftwerkstechnik. Sie betrifft ein Verfahren zur Regelung der Leistung einer thermische Leistung in elektrische Leistung umwandelnden Turbogruppe, welche Turbogruppe auf einer gemeinsamen Welle eine durch die thermische Leistung angetriebene Turbine und einen von der Turbine angetriebenen, elektrische Leistung an ein Netz abgebenden Generator umfasst, bei welchem Verfahren die von dem Generator abgegebene elektrische Leistung bestimmt und die thermische Leistung für die Turbine in Abhängigkeit von der gemessenen elektrischen Leistung geregelt wird.
Die Erfindung betrifft weiterhin eine Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens, umfassend einen Leistungsregler zur Regelung der thermischen Leistung für die Turbine, sowie erste Mittel, welche eine Ausgangsleistung der Turbogruppe mit einem vorgegebenen Leistungswert vergleichen und einen Differenzwert als Steuersignal an den Leistungsregler weitergeben.
STAND DER TECHNIK
Die übliche Art und Weise, die Ausgangsleistung einer Gasturbine zu regeln, besteht darin, die an den Ausgangsklemmen des zugehörigen Generators abgegebene elektrische Ausgangsleistung PG zu messen, den Messwert mit einem vorgegebenen Leistungswert (Sollwert) PC zu vergleichen und das resultierende Differenzsignal ΔP=PG-PC als Steuersignal an einen Leistungsregler weiterzugeben, der die thermische Leistung der Gasturbine regelt.
Ein beispielhaftes Schaltungsschema für eine solche bekannte Leistungsregelung ist in Fig. 1 wiedergegeben. Geregelt wird die Leistung einer aus einer Gasturbinenanlage 15 und einem Generator 16 bestehenden Turbogruppe 10. Die Gasturbinenanlage 15 umfasst die eigentliche Turbine 11, eine Brennkammer 12, einen Kompressor 13 und einen steuerbaren Einlass 14 für die Verbrennungsluft, der üblicherweise aus verstellbaren Einlass-Leitschaufeln (Variable Inlet Guiding Vanes VIGVs) besteht. Turbine 11 und Generator 16 sitzen auf einer gemeinsamen Welle 17, deren Drehfrequenz f mittels eines Drehfrequenzgebers 25 gemessen wird. Der Generator 16 gibt die erzeugte elektrische Leistung PG an ein Netz 18, in der Regel ein Drehstromnetz, ab. Die elektrische Leistung PG des Generators 16 wird in einem Subtrahierer 19 mit einem vorgegebenen Leistungswert PC verglichen und der Differenzwert ΔP einem Leistungsregler 20 zugeführt, der seinerseits über den steuerbaren Einlass 14 die Menge der dem Kompressor 13 zugeführten Verbrennungsluft, und den Massenfluss dmfc/dt des der Brennkammer 12 zugeführten Brennstoffes steuert.
Der vorgegebene Leistungswert (Sollwert) PC ergibt sich aus der Summe PCt=PC*+ΔPCt aus einem Referenz-Leistungswert PC* und einem Korrekturwert ΔPCt. Der Korrekturwert ΔPCt seinerseits stammt aus einem Kennliniengeber 23, der bei einer Abweichung der gemessenen Drehfrequenz f von einem Drehfrequenzsollwert fC nach Massgabe der in einem Subtrahierer 24 gebildeten Differenz Δf und einer vorgegebenen Kennlinie ΔPC=K(Δf) einen entsprechenden Korrekturwert ausgibt. Zusätzlich ist ein Anstiegsbegrenzer 21 vorgesehen, der die Aenderungsgeschwindigkeit des Regelsignals begrenzt.
Es hat sich nun herausgestellt, dass die in Fig. 1 dargestellte Regelschaltung zu einem möglicherweise gefährlichen Verhalten der Gasturbine führen kann, wenn starke (positive oder negative) Beschleunigungen der Welle auftreten. In diesem Fall ist die gemessene (elektrische) Ausgangsleistung PG Turbogruppe nicht länger ein Mass für die erzeugte thermische Leistung PT der Gasturbine 15, die durch die Masseströme der Verbrennungsluft und des Brennstoffes bestimmt ist, sondern enthält zusätzlich einen merklichen Anteil an kinetischer Leistung. Die resultierende Ungleichheit zwischen der gemessenen Ausgangsleistung und der erzeugten thermischen Leistung kann dazu führen, dass die Leistungsregelung (an sich ungerechtfertigte) Aenderungen in den Masseflüssen der Verbrennungsluft und des Brennstoffes einleitet, die für die Gasturbine selbst und/oder die Stabilität des angeschlossenen Netzes gefährlich sein können.
Oeffnet darüber hinaus der Generatorschalter, fällt die gemessene elektrische Leistung PG am Generator auf Null, da kein Leistungsfluss in das Netz stattfindet. Auch in diesem Fall resultiert eine Ungleichheit zwischen der gemessenen Ausgangsleistung und der erzeugten thermischen Leistung, und die Leistungsregelung erhält eine falsche Information über den thermischen Zustand der Gasturbine, die zu einem unerwünschten Verhalten des Leistungsreglers führt.
Die grundsätzliche Ursache für die genannten Probleme wird deutlich, wenn man die folgende Leistungsgleichung für den Rotor der Gasturbine aufstellt: (1)   PG = PT - Pkin, wobei PT die effektive thermische Ausgangsleistung der Gasturbine bedeutet und (2)   Pkin = 4π2f(df/dt) die kinetische Leistung der Welle ist, mit dem Trägheitsmoment  der Welle, der Drehfrequenz f der Welle und der Drehfrequenzänderung (Beschleunigung) df/dt der Welle. Aus den Gleichungen (1) und (2) wird deutlich, dass die Messung der elektrischen Ausgangsleistung PG im allgemeinen nicht direkt ein Mass für die thermische Leistung an der Gasturbine ist, sondern ein Mass für die gesamte Leistung an der Welle ist, und die kinetische Leistung, die bei einer Abbremsung bzw. Beschleunigung der Welle abgegeben bzw. aufgenommen wird, einschliesst.
Daraus ergeben sich die folgenden unerwünschten Verhaltensmuster der Leistungsregelung:
1. Thermische Entlastung während eine Abgabe kinetischer Leistung
In diesem Fall wird der Rotor (die Welle) stark abgebremst. Dies geschieht typischerweise, wenn die Gasturbine mit einem Netz synchronisiert ist, das einem starken Abfall in der Frequenz unterliegt. Als Folge dieses Abfalls gibt der Rotor einen grossen Betrag an kinetischer Leistung ab, was zu einem plötzlichen Anstieg in der gemessenen Ausgangsleistung PG führt. Aendert sich der Sollwert PC nicht wesentlich, reduziert die Leistungsregelung die thermische Leistung PT, um die gemessene Ausgangsleistung PG möglichst nahe am Sollwert PC zu halten. Dies ist jedoch genau die falsche Anwort des Regelsystems, weil ein Frequenzabfall im Netz ein Zeichen für einen erhöhten Leistungsbedarf ist. Vielmehr sollten Gasturbinen, die eine ausreichende Leistungsreserve haben, die thermische Leistung erhöhen statt zu reduzieren, um bei der Stabilisierung des Netzes zu helfen. Zusätzlich kann die thermische Entlastung der Gasturbine aufgrund der Abgabe kinetischer Leistung zu einem Flammenlöschen führen, der das bereits bestehende Leistungsdefizit des Netzes noch weiter verschärft. Dieses Verhalten gefährdet darum insgesamt ernsthaft die Netzstabilität.
2. Thermische Aufladung während eines Lastabwurfs
Betrachtet wird hier die Situation einer Gasturbine, die synchron zu einem stabilen Netz bei konstanter Geschwindigkeit und mit einer bestimmten Leistung (z.B. 160 MW thermischer Leistung) läuft. Da die Geschwindigkeit der Welle konstant ist (df/dt=0; Pkin=0), ist die gesamte gemessene elektrische Leistung PG gemäss Gleichung (1) identisch mit der thermischen Leistung PT. Wenn nun der Generatorschalter öffnet, fällt die gemessene elektrische Ausgangsleistung PG auf Null. Folglich erhält der Leistungsregler ein für 0 MW Ausgangsleistung representatives Signal, obwohl die thermische Leistung tatsächlich unverändert (im Beispiel 160 MW) ist. Der Leistungsregler wird dadurch fälschlicherweise veranlasst, die thermische Leistung um einen Betrag zu erhöhen, der durch den Leistungs-Sollwert gefordert wird. Theoretisch kann sich dadurch die thermische Leistung auf das Zweifache des Leistungs-Sollwertes PC erhöhen. Sobald der Generatorschalter öffnet, wird der Rotor durch die thermische Leistung PT beschleunigt. Der Abfall des Signals PG und die daraus resultierende erhöhte thermische Leistung der Gasturbine wird die Beschleunigung der Welle noch erhöhen, so dass die Welle möglicherweise einen Grenzbereich der Geschwindigkeit erreicht.
EP 0742356 A2 beschreibt ein Verfahren zur Einstellung einer Hauptregelgrösse beim Betrieb einer Gasturbogruppe. Als Hauptregelgrösse können nach dieser Lösung beispielsweise die Generatorleistung oder die Drehfrequenz des Rotors dienen. Ein Sollwert der gewählten Hauptregelgrösse wird mit einem Messwert der Hauptregelgrösse verglichen, und eine benötigte Hauptregeldifferenz wird hierarchisch über ein Management auf mindestens eine Kaskade verteilt. Bei einer Gasturbogruppe mit sequentieller Verbrennung kann dabei mittels des Managements vorzugsweise so vorgegangen werden, dass zunächst das Potential einer ersten Leistungs-Temperatur-Kaskade, welche den Brennstoffmassenstrom in die erste Brennkammer einstellt, bis zum Erreichen einer maximalen Turbineneintrittstemperatur ausgeschöpft wird, und danach das Potential einer zweiten Leistungs-Temperatur-Kaskade für die zweite Brennkammer ausgeschöpft wird und danach dasjenige der Leistungs-Druck-Kaskade. Durch die Verteilung der Hauptregeldifferenz auf voneinander unabhängige Kaskaden wird eine gegenseitige Wechselwirkung der Kaskaden ausgeschlossen. Durch die Reihenschaltung von Hauptregelgrössen-Regler und Grössenregler innerhalb der Kaskaden ist der Grössenregler stets ansprechbereit. Dies macht die Regelung schnell und sicher im Hinblick auf das Ausschliessen wechselseitiger Einflussnahmen. Dennoch können bei einer Beschränkung auf die erwähnten Hauptregelgrössen Leistung und Drehfrequenz die vorgenannten Nachteile nicht zuverlässig ausgeschlossen werden.
Ein Verfahren zum Schutz einer Turbomaschine vor einer gefährlichen Erhöhung der Rotorfrequenz während eines Lastabwurfs ist in SU 1149037 A anhand des Betriebs einer Dampfturbinenanlage beschrieben. Dieses Verfahren beruht auf drei Ausgangsgrössen, der gemessenen elektrischen Generatorleistung N∋, der Drehfrequenz n des Rotors und der effektiven mechanischen Turbinenleistung NT, welche indirekt anhand der gemessenen Druckparameter p1; p2; p3 des Prozessdampfs und nicht näher erläuterter Koeffizienten K1; K2; K3 in einem Addierer (1) rechnerisch ermittelt wird. Aus der mechanischen Turbinenleistung NT und der Generatorleistung N∋ wird im Subtrahierer (3) nach Massgabe der Gleichung NT-N∋=I·n·dn/dt, worin I das Trägheitsmoment der Drehmasse des Rotors und dn/dt dessen Beschleunigung symbolisieren, die kinetische Leistung I·n·dn/dt des umlaufenden Rotors errechnet. Ein Addierer (6) verknüpft die der Drehfrequenz und der kinetischen Leistung entsprechenden Signale. Sobald die Summe dieser Signale einen vorgegebenen Grenzwert überschreitet (Vergleicher (7)), wird von Impulsformer (8) ein Warnsignal an den Logikbaustein (12) ausgegeben.
In einer zweiten, davon unabhängigen Kaskade wird die Generatorleistung N∋ über Vergleicher (9) und (10) geführt. Sobald N∋ über einen vorgegebenen Zeitraum hinweg einen Sollwert unterschreitet, insbesondere auf Null fällt, gibt Impulsformer (11) ein Warnsignal an den Logikbaustein (12) aus.
Gehen gleichzeitig aus beiden Kaskaden Warnsignale am Logikbaustein (12) ein, so wird ein Schutzsignal ausgelöst, welches die Absperrung der Dampfzufuhr zur Turbine veranlasst.
Dieses Verfahren ist nicht als eine Leistungsregelung einer Turbogruppe konzipiert, sondern als ein Verfahren zum Schutz von Turbogruppen vor einer mechanischen Überbeanspruchung während eines Lastabwurfs. Durch Ermittlung der Parameter Rotorfrequenz und elektrische Generatorleistung sowie Berechnung der kinetischen Rotorleistung sollen Gefahrensituationen durch mechanische Überbeanspruchung sicher erkannt und durch Sperrung der Leistungszufuhr zur Turbine rechtzeitig unterbunden werden.
DARSTELLUNG DER ERFINDUNG
Es ist nun Aufgabe der Erfindung, ein Verfahren zur Leistungsregelung einer Turbogruppe zu schaffen, welche die beschriebenen Nachteile vermeidet und die thermische Leistung so regelt, dass sowohl eine Instabilität des Netzes durch die Turbogruppe wie auch eine Ueberlastung der Turbogruppe sicher vermieden werden.
Die Aufgabe wird bei einem Verfahren der eingangs genannten Art dadurch gelöst, dass die thermische Leistung der Turbine aus der vom Generator abgegebenen elektrischen Leistung PG und der kinetischen Leistung der Welle dergestalt geregelt wird, dass neben der elektrischen Leistung PG die Drehfrequenz f der Welle ermittelt wird, und aus der Drehfrequenz f und der zeitlichen Änderung df/dt der Drehfrequenz f nach Massgabe der Gleichung Pkin = 4π2··f·df/dt (worin  das Trägheitsmoment der Drehmasse symbolisiert) die kinetische Leistung Pkin der Welle bestimmt wird, die kinetische Leistung Pkin der elektrischen Leistung PG aufaddiert wird, und die Summe aus der elektrischen Leistung PG und der kinetischen Leistung Pkin mit einem vorgegebenen Leistungswert PC verglichen wird, und der dabei ermittelte Differenzwert ΔP an einen Leistungsregler (20) zur Regelung der thermischen Leistung PT der Turbine (11) weitergegeben wird.
Durch die Einbeziehung der elektrischen Leistung des Generators und der kinetischen Leistung der Welle in die Leistungsregelung kann ein unerwünschtes Fehlverhalten der Regelung, insbesondere in den Fällen eines Lastabwurfs und einer Instabilität des Netzes, sicher vermieden werden. Dabei ist es möglich, mit einem einzigen Drehfrequenzgeber an der Welle auf einfache Weise die kinetische Leistung der Welle zu jedem Zeitpunkt sicher und genau zu bestimmen.
Grundsätzlich kann die elektrische Leistung an den Klemmen des Generators gemessen werden. Eine andere, vom Generator unabhängige Art der Messung ist gemäss einem zweiten bevorzugten Ausführungsbeispiel der Erfindung dadurch gekennzeichnet, dass zur Bestimmung der vom Generator abgegebenen elektrischen Leistung die Drehfrequenz der Welle und das an der Welle angreifende Drehmoment gemessen und aus diesen Grössen die elektrische Leistung berechnet wird.
In die Bestimmung der kinetischen Leistung der Welle geht das Trägheitsmoment  der Welle ein. Prinzipiell kann das Trägheitsmoment berechnet oder auch experimentell bestimmt werden. Ein besonders einfaches Verfahren zur Bestimmung ergibt sich, wenn gemäss einer weiteren bevorzugten Ausführungsform der Erfindung zur Festlegung des für die Regelung massgeblichen Trägheitsmoments  der Welle bei einem stationären Betrieb der Turbogruppe zu einem Zeitpunkt die elektrische Leistung durch ein Trennen des Generators vom Netz auf Null gesetzt und die zu diesem Zeitpunkt vorhandene Drehfrequenz und Drehbeschleunigung der Welle gemessen wird, und wenn der Wert für das Trägheitsmoment  der Welle so gewählt wird, dass die nach der Formel Pkin = 4π2f(df/dt) berechnete kinetische Leistung Pkin gleich der gemessenen elektrischen Leistung PG zum Zeitpunkt des Trennens ist.
Eine erfindungsgemässe Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens zur Regelung der Leistung einer thermische Leistung in elektrische Leistung umwandelnden Turbogruppe, welche Turbogruppe mindestens auf einer gemeinsamen Welle eine durch die thermische Leistung angetriebene Turbine und einen von der Turbine angetriebenen, elektrische Leistung PG an ein Netz abgebenden Generator und einen Leistungsregler zur Regelung der thermischen Leistung für die Turbine umfasst, zeichnet sich aus durch erste Mittel, welche eine Ausgangsleistung der Turbogruppe mit einem vorgegebenen Leistungswert PC vergleichen und einen Differenzwert ΔP als Steuersignal an den Leistungsregler zur Regelung der thermischen Leistung PT für die Turbine weitergeben, zweite Mittel zur Messung der Drehfrequenz f der Welle, dritte Mittel, welche aus der gemessenen Drehfrequenz f und der zeitlichen Aenderung df/dt der Drehfrequenz f nach Massgabe der Gleichung Pkin = 4π2··f·(df/dt) (worin  das Trägheitsmoment der Drehmasse (17) symbolisiert) die kinetische Leistung der Welle (17) bestimmen, und vierte Mittel (30), welche die vom Generator (16) abgegebene elektrische Leistung (PG) und die von den dritten Mitteln (26,..,29) bestimmte kinetische Leistung Pkin addieren und als Ausgangsleistung der Turbogruppe (10) an die ersten Mittel (19) weiterleiten.
Eine bevorzugte Ausführungsform der Vorrichtung nach der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass die dritten Mittel ein Differenzierglied, einen Multiplizierer und einen Verstärker mit einem einstellbaren Verstärkungsfaktor umfassen.
Erfindungsgemäss angewendet wird das Verfahren auf eine Turbogruppe, die eine Dampfturbine oder eine Gasturbine umfasst, oder auf ein Kombikraftwerk, welches eine Gasturbine und eine hinter die Gasturbine geschaltete Dampfturbine umfasst.
Weitere Ausführungsformen der Erfindung ergeben sich aus den abhängigen Ansprüchen.
KURZE ERLÄUTERUNG DER FIGUREN
Die Erfindung soll nachfolgend anhand von Ausführungsbeispielen im Zusammenhang mit der Zeichnung näher erläutert werden. Es zeigen
Fig. 1
ein schematisiertes Schaltbild einer Leistungsregelung für eine Gasturbine nach dem Stand der Technik; und
Fig. 2
das zu Fig. 1 analoge Schaltbild mit zusätzlicher Berücksichtigung der kinetischen Leistung der Welle gemäss einem bevorzugten Ausführungsbeispiel der Erfindung.
WEGE ZUR AUSFÜHRUNG DER ERFINDUNG
In Fig. 2 ist in einem zu Fig. 1 analogen schematisierten Schaltbild eine Leistungsregelung für eine Gasturbine 15 dargestellt, der ein bevorzugtes Ausführungsbeispiel des Verfahrens nach der Erfindung zugrundeliegt. Die Gasturbinenanlage 15 mit ihren Teilen 11,..,14, die Welle 17, der auf ein Netz 18 geschaltete Generator 16, und die aus den Elementen 19,..,25 gebildete Regelschleife sind im wesentlichen dieselben, wie in Fig. 1, und daher auch mit denselben Bezugszeichen versehen. Eine Aenderung gegenüber Fig. 1 ergibt sich dahingehend, dass die gemessene elektrische Leistung PG vom Generator 16 nicht direkt am Subtrahierer 19 mit dem vorgegebenen Leistungs-Sollwert PC verglichen wird, sondern dass zu der elektrischen Leistung PG zunächst in einem Addierer 30 die kinetische Leistung Pkin hinzuaddiert wird.
Die kinetische Leistung Pkin wird in einer Korrekturschaltung 26 aus der an der Welle 17 gemessenen Drehfrequenz f der Welle 17 nach Massgabe der Gleichung (2) berechnet. Dazu wird die gemessene Drehfrequenz f auf einen Eingang eines mit zwei Eingängen versehenen Multiplizierers 28 gegeben. Auf den andere Eingang des Multiplizierers 28 wird die zeitliche Aenderung df/dt der Drehfrequenz f gegeben, die aus der gemessenen Drehfrequenz f durch Differentiation in einem Differenzierglied 27 abgeleitet wird. Das im Multiplizierer 28 errechnete Produkt aus den Grössen f und df/dt wird dann in einem Verstärker 29 verstärkt, der den Verstärkungsfaktor 4π2 aufweist. Am Ausgang des Verstärkers 29, der zugleich den Ausgang der Korrekturschaltung 26 bildet, steht dann die Grösse Pkin an, die an den Addierer 30 weitergeleitet wird. Die Korrekturschaltung 26 des Ausführungsbeispiels stellt eine analoge Rechenschaltung dar, die aus der gemessenen Drehfrequenz f die gewünschte kinetische Leistung Pkin berechnet. Selbstverständlich kann diese Berechnung aber auch digital mittels eines Mikroprozessors oder dgl. erfolgen, wenn die Eingangsgrössen vorher entsprechend digitalisiert werden. Die Messung der Drehfrequenz f geschieht in Fig. 2 der Einfachheit halber mittels eines separaten Drehfrequenzgebers 25'. Selbstverständlich kann auf diesen separaten Drehfrequenzgeber 25' verzichtet und das Ausgangssignal des Drehfrequenzgebers 25 für die Berechnung der kinetischen Leistung verwendet werden.
Wie bereits erwähnt, wird die im Addierer 30 gebildete Summe aus der elektrischen Leistung PG und der kinetischen Leistung Pkin im Subtrahierer 19 mit einem vorgegebenen Leistungswert PC verglichen und die thermische Leistung PT verringert, wenn der Differenzwert ΔP positiv ist, bzw. erhöht, wenn der Differenzwert ΔP negativ ist. Wenn eine Gasturbinenanlage 15 geregelt wird, die einen steuerbaren Einlass 14 für die Verbrennungsluft, einen Kompressor 13 zur Verdichtung der Verbrennungsluft, eine Brennkammer 12 zur Verbrennung eines Brennstoffes unter Zufuhr der Verbrennungsluft, und eine Turbine 11 umfasst, werden zur Regelung der thermischen Leistung PT der Massenstrom der eingelassenen Verbrennungsluft über den steuerbaren Einlass 14, und der Massenstrom des Brennstoffes dmfc/dt geregelt.
In der Anordnung nach Fig. 2 wird die elektrische Leistung PG für die Leistungsregelung direkt an den Ausgangsklemmen des Generators 16 abgenommen. Soll auf eine solche Messung am Generator 16 verzichtet werden, kann zur Bestimmung der vom Generator 16 abgegebenen elektrischen Leistung PG die Drehfrequenz f der Welle 17 und das an der Welle 17 angreifende Drehmoment gemessen und aus diesen Grössen die elektrische Leistung PG berechnet werden. Hierdurch können beispielsweise Isolationsprobleme auf der Generatorseite vermieden werden.
Für die Berechnung der kinetischen Leistung ist an sich die Kenntnis des Trägheitsmoments  der Welle 17 notwendig, damit z.B. der Verstärkungsfaktor des Verstärkers 29 entsprechend eingestellt werden kann. Es ist in diesem Zusammenhang eine experimentelle Bestimmung von  zweckmässig. Dazu wird bei einem stationären Betrieb der Turbogruppe 10 zu einem Zeitpunkt die elektrische Leistung PG durch ein Trennen des Generators 16 vom Netz 18 auf Null gesetzt. Die zu diesem Zeitpunkt vorhandene Drehfrequenz f und Drehbeschleunigung df/dt der Welle 17 werden gemessen und z.B. in die Korrekturschaltung 26 eingegeben. Der Wert für das Trägheitsmoment  der Welle 17 bzw. der Verstärkungsfaktor des Verstärkers 29 werden nun so gewählt, dass die nach der Formel Pkin = 4π2f(df/dt) berechnete kinetische Leistung Pkin bzw. das Ausgangssignal des Verstärkers 29 gleich der gemessenen elektrischen Leistung PG zum Zeitpunkt des Trennens ist, die im übrigen (wegen des zu diesem Zeitpunkt herrschenden stationären Zustands) gleich der thermischen Leistung PT zu diesem Zeitpunkt ist.
Diese Art der Bestimmung hat ihren Hintergrund darin, dass bei Wegfall der elektrischen Leistung PG in einem stationären Zustand (kinetische Leistung Pkin=0) die gesamte thermische Leistung in kinetische Leistung umgesetzt wird, was zu einer Beschleunigung der Welle (df/dt > 0) führt. Die aus der einsetzenden Beschleunigung bestimmbare kinetische Leistung der Welle 17 kann daher direkt der thermischen Leistung zum Trennungszeitpunkt bzw. der elektrischen Leistung gleichgesetzt werden, d.h. PT=PG= Pkin=4π2f(df/dt). Da PT bzw. PG sowie f und df/dt bekannt sind, lässt sich daraus das Trägheitsmoment  ermitteln.
Das beschriebene Regelungsverfahren lässt sich bei einzelnen Turbogruppen oder auch bei einer Kombination von mehreren von Turbogruppen anwenden. Die Turbine kann dabei - wie im erläuterten Beispiel - eine Gasturbine sein. Sie kann aber auch eine Dampfturbine sein. Insbesondere lässt sich das erfindungsgemässe Verfahren anwenden in Kombikraftwerken, welche wenigstens eine Gasturbine und wenigstens eine hinter die Gasturbine geschaltete Dampfturbine umfassen.
BEZEICHNUNGSLISTE
10
Turbogruppe
11
Turbine
12
Brennkammer
13
Kompressor
14
steuerbarer Einlass (Variable Inlet Guiding Vane (VIGV))
15
Gasturbinenanlage
16
Generator
17
Welle
18
Netz (Drehstromnetz)
19,24
Subtrahierer
20
Leistungsregler
21
Anstiegsbegrenzer
22,30
Addierer
23
Kennliniengeber
25,25'
Drehfrequenzgeber
26
Korrekturschaltung
27
Differenzierglied
28
Multiplizierer
29
Verstärker

Claims (8)

  1. Verfahren zur Regelung der Leistung einer thermische Leistung in elektrische Leistung umwandelnden Turbogruppe (10), welche Turbogruppe (10) auf einer gemeinsamen Welle (17) eine durch die thermische Leistung angetriebene Turbine (11) und einen von der Turbine (11) angetriebenen, elektrische Leistung PG an ein Netz (18) abgebenden Generator (16) umfasst, bei welchem Verfahren die von dem Generator (16) abgegebene elektrische Leistung PG und die von der Welle (17) aufgenommene bzw. abgegebene kinetische Leistung Pkin bestimmt werden und die thermische Leistung PT für die Turbine (11) in Abhängigkeit von der elektrischen Leistung PG und der kinetischen Leistung Pkin geregelt wird, dadurch gekennzeichnet, dass die elektrische Leistung PG und die Drehfrequenz f der Welle (17) ermittelt werden, aus der Drehfrequenz f und der zeitlichen Änderung df/dt der Drehfrequenz f nach Massgabe der Gleichung Pkin = 4π2··f·df/dt (worin  das Trägheitsmoment der Drehmasse symbolisiert) die kinetische Leistung Pkin der Welle (17) bestimmt wird, die kinetische Leistung Pkin der Welle (17) und die elektrische Leistung PG addiert werden, und die Summe aus der elektrischen Leistung PG und der kinetischen Leistung Pkin mit einem vorgegebenen Leistungswert PC verglichen wird, und der ermittelte Differenzwert ΔP an einen Leistungsregler (20) zur Regelung der thermischen Leistung PT der Turbine (11) weitergegeben wird.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die thermische Leistung PT verringert wird, wenn der ermittelte Differenzwert ΔP positiv ist, und sie erhöht wird, wenn der ermittelte Differenzwert ΔP negativ ist.
  3. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Turbine (11) Teil einer Gasturbinenanlage (15) ist, welche Gasturbinenanlage (15) einen steuerbaren Einlass (14) für die Verbrennungsluft, einen Kompressor (13) zur Verdichtung der Verbrennungsluft, eine Brennkammer (12) zur Verbrennung eines Brennstoffes unter Zufuhr der Verbrennungsluft und die Turbine (11) umfasst, und dass zur Regelung der thermischen Leistung PT der Massenstrom der eingelassenen Verbrennungsluft über den steuerbaren Einlass (14), und der Massenstrom des Brennstoffes dmfc/dt geregelt werden.
  4. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass zur Bestimmung der vom Generator (16) abgegebenen elektrischen Leistung PG die Drehfrequenz f der Welle (17) und das an der Welle (17) angreifende Drehmoment gemessen werden und aus diesen Grössen die elektrische Leistung PG berechnet wird.
  5. Verfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass zur Festlegung des für die Regelung massgeblichen Trägheitsmoments  der Welle (17) bei einem stationären Betrieb der Turbogruppe (10) zu einem Zeitpunkt die elektrische Leistung PG durch ein Trennen des Generators (16) vom Netz (18) auf Null gesetzt und die zu diesem Zeitpunkt vorhandene Drehfrequenz f und die Drehbeschleunigung df/dt der Welle (17) gemessen werden, und dass der Wert für das Trägheitsmoment  der Welle (17) so gewählt wird, dass die nach der Formel Pkin = 4π2··f·(df/dt) berechnete kinetische Leistung Pkin gleich der gemessenen elektrischen Leistung PG zum Zeitpunkt des Trennens ist.
  6. Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens nach zur Regelung der Leistung einer thermische Leistung in elektrische Leistung umwandelnden Turbogruppe (10), welche Turbogruppe (10) auf einer gemeinsamen Welle (17) eine durch die thermische Leistung angetriebene Turbine (11) und einen von der Turbine (11) angetriebenen, elektrische Leistung PG an ein Netz (18) abgebenden Generator (16) sowie einen Leistungsregler (20) zur Regelung der thermischen Leistung PT für die Turbine (11) umfasst, gekennzeichnet durch erste Mittel (19), welche eine Ausgangsleistung der Turbogruppe (10) mit einem vorgegebenen Leistungswert PC vergleichen und einen Differenzwert ΔP als Steuersignal an den Leistungsregler (20) zur Regelung der thermischen Leistung PT für die Turbine (11) weitergeben, zweite Mittel (25, 25') zur Messung der Drehfrequenz f der Welle (17), dritte Mittel (26,..,29), welche aus der gemessenen Drehfrequenz f und der zeitlichen Aenderung df/dt der Drehfrequenz f nach Massgabe der Gleichung Pkin = 4π2··f·(df/dt) (worin  das Trägheitsmoment der Drehmasse (17) symbolisiert) die kinetische Leistung der Welle (17) bestimmen, und vierte Mittel (30), welche die vom Generator (16) abgegebene elektrische Leistung (PG) und die von den dritten Mitteln (26,..,29) bestimmte kinetische Leistung Pkin addieren und als Ausgangsleistung der Turbogruppe (10) an die ersten Mittel (19) weiterleiten.
  7. Vorrichtung nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass die dritten Mittel ein Differenzierglied (27), einen Multiplizierer (28) und einen Verstärker (29) mit einem einstellbaren Verstärkungsfaktor umfassen.
  8. Vorrichtung nach Anspruch 6 oder 7, dadurch gekennzeichnet, dass die ersten Mittel einen Subtrahierer (19), die zweiten Mittel einen Drehfrequenzgeber (25, 25') und die vierten Mittel einen Addierer (30) umfassen.
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